El mecanismo del mercado eléctrico: Cómo funciona el precio de la luz en OMIE
Un análisis profundo sobre el funcionamiento del mercado marginalista, el papel de OMIE, el algoritmo Euphemia y el debate sobre los modelos de fijación de precios en el sistema eléctrico español.
Por Equipo Utilify · fundamentos · 6 min de lectura
El origen del precio de la electricidad en España
La formación del precio de la electricidad es uno de los procesos económicos más complejos y transparentes de la economía moderna. En España, este sistema no se basa en una tarifa arbitraria impuesta por el gobierno, sino en un mercado mayorista gestionado por **OMIE** (Operador del Mercado Ibérico de Energía). Para entender por qué pagamos lo que pagamos cada hora en nuestra factura, es necesario desglosar el funcionamiento del **sistema marginalista**. Este modelo determina el valor de la energía en función de la oferta y la demanda en tiempo real.
¿Qué es OMIE y cómo opera el Mercado Diario?
OMIE es la entidad responsable de la gestión de los mercados diario e intradiarios en la Península Ibérica. Su función principal es casar la oferta presentada por los productores con la demanda requerida por las comercializadoras y grandes consumidores. Este proceso de casación es el corazón del sistema eléctrico ibérico.
El cierre de puertas a las 12:00
Cada día, antes de las **12:00**, se produce el proceso de 'casación' o matching para las 24 horas del día siguiente. Los agentes del mercado envían sus ofertas de compra y venta para cada una de las horas del día siguiente. Una vez que se cierra este periodo de recepción de ofertas, el operador del mercado comienza los cálculos.
El algoritmo Euphemia y el acoplamiento europeo
A través del algoritmo **Euphemia**, utilizado en el marco del mercado único europeo (SDAC, Single Day-Ahead Coupling), se optimiza el flujo de energía entre países. El objetivo de este complejo algoritmo es lograr el precio más eficiente posible, maximizando el bienestar social europeo. Euphemia tiene en cuenta las capacidades de las interconexiones internacionales, permitiendo que el precio se iguale entre zonas cuando la red lo permite, o creando zonas de precio divergentes cuando hay congestiones.
El Sistema Marginalista y el Orden de Mérito
El mercado eléctrico español opera bajo el modelo marginalista. En este sistema, las ofertas de venta de todos los generadores se ordenan de menor a mayor coste, creando lo que conocemos como **orden de mérito**. Esta curva de oferta se cruza con la curva de demanda, que suele ser bastante inelástica en periodos cortos. El punto de corte determina el precio de la energía.
Las tecnologías de coste marginal cero
Las fuentes renovables (eólica, solar fotovoltaica) y la nuclear entran primero en el orden de mérito. Esto se debe a que su **coste marginal cero** hace que el coste de producción por megavatio adicional sea prácticamente nulo. Una vez construida una planta eólica o solar, producir un kilovatio más cuesta cero euros, ya que no necesitan combustible. Por ello, ofertan a precios muy bajos o cero para garantizar su entrada en el sistema.
Las tecnologías de respaldo
Si la demanda es alta y las renovables no son suficientes para cubrirla, entran en juego tecnologías más caras. En este bloque se incluyen la hidráulica o los ciclos combinados de gas natural. El precio final de toda la energía en esa hora lo marca la última tecnología necesaria para cubrir el 100 % de la demanda. Si la última central que entra es un ciclo combinado de gas, todas las unidades que entraron antes —incluso las plantas solares— reciben ese mismo precio marginal.
Un ejemplo hipotético de casación energética
Para entender este mecanismo, imaginemos una hora específica donde la demanda total del sistema es de 10.000 MWh. Los generadores envían sus ofertas para esa hora de la siguiente manera:
- 5.000 MWh eólicos a 10 €/MWh
- 3.000 MWh nucleares a 20 €/MWh
- 2.000 MWh de ciclo combinado a 80 €/MWh
El algoritmo de OMIE casará todas estas ofertas de menor a mayor coste. Primero entrará toda la eólica (5.000 MWh), seguida de la nuclear (3.000 MWh), sumando 8.000 MWh. Faltarían 2.000 MWh para satisfacer la demanda.
Como el ciclo combinado es necesario para cubrir ese último tramo de demanda, el sistema recurre a sus ofertas. El precio final de casación para esa hora se fijará en **80 €/MWh**. En el modelo marginalista, las plantas eólicas y nucleares también cobrarán 80 €/MWh por toda la energía transaccionada, obteniendo una alta renta de infraestructura.
El papel del Gas en la fijación del precio histórico
Históricamente, el **gas natural** ha sido la tecnología de respaldo principal en el sistema eléctrico español. Cuando el precio del gas sube en los mercados internacionales —como ocurrió de forma extrema durante la crisis de **2022**—, el coste de operar los ciclos combinados se dispara. Esto eleva inmediatamente el precio marginal de todo el sistema, independientemente de cuánta energía renovable haya inyectada en la red.
Aunque las renovables produzcan una gran cantidad de energía barata, si el gas es necesario para cubrir el pico de la demanda en una hora concreta, esta tecnología fósil dicta el precio final. Esta dinámica fue la causa principal de los precios récord de la electricidad en los últimos años y motivó la implementación de mecanismos temporales de tope al precio del gas para intentar desacoplar el mercado eléctrico del mercado de combustibles fósiles.
Mercados Intradiarios: El ajuste fino del sistema
El mercado diario no es el final del proceso operativo. Una vez fijados los precios a las 12:00 del día anterior, existe un desfase temporal de casi 24 horas hasta la entrega física de la energía. Para solucionar este problema, operan los **Mercados intradiarios**.
Integración de la intermitencia
Estos mercados permiten ajustar los desvíos entre la previsión de producción y demanda realizada a las 12:00 y la realidad física que ocurre al día siguiente. Son absolutamente vitales para integrar la intermitencia de las energías renovables. Si el viento sopla menos de lo previsto, un parque eólico puede comprar energía en el intradía para cumplir con sus compromisos del mercado diario.
En España, existen varias sesiones intradiarias que se desarrollan a lo largo del día, permitiendo a los agentes ajustar sus posiciones a medida que se acerca la hora de operación real. Los precios en estos mercados pueden ser distintos a los del diario, reflejando las nuevas condiciones de oferta y demanda.
El gran debate: Pay-as-Clear vs Pay-as-Bid
La crisis de precios ha reavivado un debate técnico y económico fundamental sobre el diseño del mercado eléctrico. El modelo actual, conocido como **Pay-as-Clear** (pago al precio marginal), es el estándar europeo. Este modelo incentiva la eficiencia y la inversión en renovables, ya que los productores intentan ofertar a su coste marginal real para asegurar su entrada en el sistema.
¿Por qué se cuestiona el modelo actual?
Los críticos del modelo argumentan que es injusto pagar 80 € a una planta solar que ofertó a 0 €. Por ello, se ha debatido la posibilidad de migrar hacia un modelo **Pay-as-Bid** (pago según oferta). En este escenario, cada productor cobraría exactamente el precio que pidió en su oferta inicial.
Siguiendo nuestro ejemplo anterior, bajo un esquema Pay-as-Bid, los parques eólicos cobrarían 10 €/MWh, las nucleares 20 €/MWh y solo el gas cobraría 80 €/MWh. A simple vista, este modelo parece mucho más barato a corto plazo para el consumidor, ya que el precio medio ponderado sería muy inferior a 80 €.
Los riesgos de pagar lo que se pide
Sin embargo, los economistas energéticos advierten de graves problemas en el modelo Pay-as-Bid. Aunque parece más barato, desincentiva la inversión en tecnologías de bajo coste y genera incertidumbre. Bajo este modelo, los productores dejarían de ofertar a su coste marginal real. En su lugar, intentarían adivinar cuál será el precio de casación para ofertar justo por debajo de la tecnología marginal.
Si un parque eólico sabe que el gas va a marcar el precio en 80 €, ofertará a 79 € para maximizar sus ingresos. Esto destruye el orden de mérito y genera estrategias de adivinación que suelen elevar los precios finales. Además, los productores de energías limpias temerían no cubrir sus altos costes fijos de construcción si adivinan mal el precio del mercado, paralizando la transición energética.